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Empresas Hidrocarburos / Perú

Petróleos del Perú – (Petroperú S.A.) Informe Anual

Fundamentos

Ratings Tipo Instrumento

Rating Actual

Rating Fecha Anterior Cambio

Obligaciones de Largo Plazo

AA+(pe)

NM

NM – No modificado anteriormente Información financiera auditada a diciembre 2015.

Indicadores Financieros Indicadores Financieros (Cifras en miles de S/.) Ingresos EBITDA Flujo de Caja Operativo (CFO) Deuda Financiera Total Caja y valores Deuda Financiera / EBITDA Deuda Financiera Neta / EBITDA EBITDA / Gastos Financieros Fuente: Petroperú

dic-15 11,906,055 1,088,350 782,747 3,920,568 64,971 3.60 3.54 16.11

dic-14 15,050,088 342,634 -129,601 3,485,367 617,936 10.17 8.37 5.41

dic-13 15,239,981 657,529 -247,569 1,725,571 302,540 2.62 2.16 18.55

Apoyo & Asociados otorgó la clasificación de riesgo a Petroperú, sustentado en lo siguiente: Petroperú posee una posición estratégica en el abastecimiento nacional de hidrocarburos líquidos al contar con el 47.2% de la capacidad de refino del país, siendo una fuente estratégica de abastecimiento de energía. La Empresa está integrada verticalmente, lo cual le permitirá tener participación a lo largo de toda la cadena de valor del sector hidrocarburos. Asimismo, posee activos de importancia estratégica tanto para sus operaciones como para su desempeño financiero. Es así que la Empresa mantiene la propiedad de cinco de las seis refinerías que se tienen a nivel nacional y cuenta con el oleoducto norperuano; estos activos le permiten tener acceso a mayores y mejores fuentes de materia prima en términos de costos, así como cercanía a sus clientes. La compañía se encuentra en una posición ventajosa relacionada a la baja probabilidad de tener competencia de parte de nuevas refinerías, ya que la industria a la que pertenece presenta altas barreras a la entrada, debido a los altos niveles de inversión que se requiere para su funcionamiento La Empresa, al ser una entidad de propiedad del Estado y de importancia estratégica para el abastecimiento energético, cuenta con una clasificación de riesgo internacional muy relacionada al perfil crediticio soberano del país (BBB+ otorgada por FitchRatings). Apoyo & Asociados considera que el soporte del Gobierno es explicito no solo a través de decretos legislativos que permiten que la Empresa opere de una manera más eficiente y rentable, sino también a través de una garantía financiera de hasta US$1,000 millones para el financiamiento del proyecto de modernización de la refinería Talara (PMRT).

Analistas Julio Loc (511) 444 5588 [email protected] Chris Tupac (511) 444 5588 [email protected]

A pesar de estar expuesto a la volatilidad de la cotización del crudo y de los combustibles que comercializa, Petroperú, a diferencia de sus competidores, ha mostrado, en los últimos años, una capacidad de mantener cierta estabilidad en sus márgenes, reflejada en una generación de EBITDA positiva aún en escenarios de estrés. Apoyo & Asociados espera que la inversión en la adecuación de la refinería de Talara para producir Diésel y gasolinas con menos de 50 ppm de azufre, generará mejoras en los márgenes de refino e incrementará la flexibilidad de las estructuras de costos y la estabilidad en los flujos de la Empresa. Todo lo anterior, al permitirle procesar crudos de menor costo (crudos más pesados como los provenientes de la selva peruana), además de aumentar la carga de la unidad primaria y la elaboración de productos que a la actualidad solo se importan, debido a la falta de Plantas de Hidrotratamiento a nivel de país.

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Por otro lado, los niveles de apalancamiento de la Empresa son relativamente elevados, presentando un ratio de Deuda Financiera/EBITDA 4.2x en promedio para el periodo 2011-2014. Al asumir incorporar el financiamiento del PMRT mediante la emisión de bonos corporativos, los niveles de apalancamiento se elevarían a niveles superiores a los de la categoría y estándares de la industria. No obstante, este factor es mitigado por la existencia de la garantía otorgada por el Estado peruano mencionada líneas arriba, la cual sería suficiente para cubrir los servicios de deuda en caso haya un caída pronunciada en los márgenes en términos de EBITDA/bbl. Cabe mencionar que Apoyo & Asociados esperaría que el nivel de apalancamiento se normalizará una vez que el PMRT haya entrado en operación. ¿Qué podría impactar en la clasificación? Positivamente: 



Reducción importante en el nivel de apalancamiento, ya sea a través de mayor participación de recursos propios y/o aportes de capital en la estructura de financiamiento del PMRT. Liberación del límite anual (US$200 millones) de la garantía otorgada por el Estado.

Negativamente:  



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El debilitamiento del respaldo que tiene Petroperú por parte del Estado, lo cual incluye una disminución en el rating soberano del país. Menores resultados a los esperados por la puesta en operación del PMRT, tanto en términos de márgenes obtenidos como volumen de producción, de manera que los flujos adicionales generados por dicho proyecto no sean suficientes para repagar su financiamiento al ritmo proyectado. Retraso en la implementación del PMRT, debido a situaciones de fuerza mayor o incumplimiento del contratista. En este caso, se afectaría a la rentabilidad de la empresa así como su capacidad de generación para el repago de la deuda.

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 Hechos relevantes Durante el 2015, se actualizaron las bandas de precios de los combustibles en el Fondo de Estabilización de Precios de Combustibles. La frecuencia usual de estas actualizaciones es cada dos meses, sin embargo, la Ley N° 30334 promulgó que este procedimiento se realice cada mes, en los años 2015 y 2016, producto de la elevada volatilidad experimentada por la cotización del crudo a nivel internacional. Sin embargo, al cierre del 2015, se dispuso volver al anterior régimen de actualización, es decir, cada dos meses. La actualización de las bandas de precios incluye al GLP, Diésel B5 y a los combustibles utilizados en la generación eléctrica de sistemas aislados (Diésel B5 y petróleo industrial). En el reajuste realizado a diciembre del 2015, comparado con el de enero del mismo año, se observó la disminución de los precios de todos los combustibles. Las disminuciones más pronunciadas se observaron en el petróleo industrial y Diésel B5, ambos para uso en la generación eléctrica, los cuales se redujeron en 38.0 y 26.4%, respectivamente. Asimismo, tanto el Diésel B5 como el GLP envasado disminuyeron en 16.6 y 16.7%, respectivamente. Por otro lado, el Gobierno hizo explícita su posición de soporte hacia Petroperú mediante diversas medidas. El decreto supremo 266-2015-EF, permite a la Empresa hacer uso de la totalidad de crédito fiscal asociado a las ventas en la Amazonia peruana, desde octubre 2015. Adicionalmente, en noviembre 2015, mediante la Ley N°30357, se autorizó a Perupetro suscribir el contrato de explotación del Lote 192 con Petroperú. Actualmente, este lote está en manos de Pacific Stratus Energy, por un plazo de dos años para su explotación, periodo después del cual Petroperú podría ser el encargado de la producción. Asimismo, mediante la Ley de Presupuesto para el 2016, se aprobó que la Oficina de Normalización Provisional (ONP) se hiciera cargo de la administración y pago de la carga de pensiones que la Empresa tenía a la fecha. En marzo del 2014, se promulgó el DS Nº 008-2014-EM mediante el cual se reglamenta la Ley Nº 30130; ésta declara de necesidad pública y de interés nacional la ejecución del Proyecto de Modernización de la Refinería Talara (PMRT). Así, el DS establece las disposiciones normativas que permiten la ejecución de dicho proyecto a través del cumplimiento de las exigencias de la preservación de la calidad del aire y salud pública.

Empresas Dentro de las medidas, es importante mencionar que Petroperú es la única empresa que ha recibido una garantía financiera explícita por parte del Estado, de hasta US$1,000 millones para el financiamiento del PMRT (artículo N°5 – Ley 30130) y la aprobación de la venta de hasta el 49% de la participación accionarial al sector privado.

 Perfil Petróleos del Perú (Petroperú), es una empresa estatal de derecho privado que tiene participación en toda la cadena de valor del sector hidrocarburos, es decir, opera en las fases de: exploración y producción, transporte, refino, distribución y comercialización de hidrocarburos. Cabe mencionar que en el caso de la exploración no asume el riesgo operatorio y en la fase de comercialización, participa de manera indirecta a través de una red de EESS afiliadas. La Empresa fue constituida, por Decreto Ley 1775, el 24 de julio de 1969, y el Estado es el propietario de todas las acciones representativas de capital; de forma más precisa, el 60% de las acciones está bajo el control del Ministerio de Energía y Minas (MEM), mientras que el 40% restante es controlado por el Ministerio de Economía y Finanzas (MEF). Petroperú se rige por la Ley Orgánica N° 28840, la cual establece las actividades que la empresa está habilitada para desempeñar así como su capacidad de actuar con autonomía económica, financiera y administrativa, de acuerdo con los objetivos y políticas aprobadas por el MEM. Esta ley también establece que Petroperú queda excluido del ámbito del Fondo Nacional de Financiamiento del Estado FONAFE, de las normas y reglamentos del Sistema de Inversión Pública - SNIP; y dinamiza los procesos de adquisiciones y contrataciones en coordinación con el Consejo Superior de Contrataciones y Adquisiciones del Estado - CONSUCODE. La Empresa es de importancia estratégica para la provisión de energía a nivel nacional, ya que cuenta con una capacidad de refino de 94,200 barriles por día (BPD). Petroperú concentra el 47.2% de la capacidad total de refino del Perú, mientras que el 51.1% corresponde a Refinería La Pampilla – Relapa. Asimismo, la Empresa es propietaria de 5 de las 6 refinerías existentes a nivel de país.

Refinerías Talara Conchán Iquitos El Milagro Total

Petroperú Julio 2016

Capacidad de Refino (MBPD) 65.0 15.5 12.0 1.7 94.2

Capacidad de Refino (%) 69% 16% 13% 2% 100%

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Cabe mencionar que solo opera cuatro de las cinco refinerías que posee. A la fecha, la refinería Pucallpa es arrendada a Maple Gas, mientras que El Milagro se encuentra temporalmente fuera de servicio.

Adicionalmente, representa un participante importante en la industria por cuanto satisface a cerca del 50.0% de la demanda de combustibles líquidos del país, la cual en su mayoría está concentrada en Diésel B5, GLP y gasolinas.

Adicionalmente, Petroperú tiene participación de manera indirecta en la exploración y producción de hidrocarburos o upstream del lote 64 que se ubica en Loreto, presenta reservas probadas que ascienden a 31.4 MMbls y el petróleo descubierto es de alta calidad pues tiene un API entre 35° y 37°.

Además, cuenta con el único oleoducto que conecta los principales lotes de petróleo con el Terminal de Bayovar. El Oleoducto Norperuano tiene capacidad de transportar 57 millones de barriles por año. Actualmente la Empresa mantiene contratos de transporte con Perenco y Pluspetrol.

En abril 2013, se autorizó a Perupetro S.A. suscribir con las empresas, Talismán Perú B.V., Hess Perú Inc. y Petroperú S.A., la “Cesión de Posición Contractual en el Contrato de Licencia para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos en el Lote 64”. Es así que la Empresa asume el 100% de participación en el Contrato de Licencia, y más adelante, en el 2014, establece una asociación carried interest con GeoPark, en la cual esta última asumiría la totalidad del riesgo asociado a las actividades de exploración. De forma preliminar, Petroperú tendrá una participación en la sociedad del 25%, como socio no operador. El Lote 192 es el mayor bloque del Perú en términos de reservas, se localiza en Loreto y posee 134.5 MMbls de reservas probadas. En agosto 2015, Perupetro suscribe un Contrato de Servicios Temporal por dos años, con Pacific Stratus Energy para la explotación de la reservas del bloque. Perupetro es el propietario de los hidrocarburos extraídos entre el 30 de agosto del 2015 y el 29 de agosto del 2017, por lo que retribuye al contratista mediante pago en especie, con un porcentaje de los hidrocarburos extraídos. El Ingreso de Petroperú, a partir del 2017, está supeditado a las condiciones que acuerde con Perupetro. La participación en este lote, le permite a Petroperú asegurar, como una alternativa, que parte del suministro de crudo de la refinería Talara sea a costo de producción, obteniendo una cobertura natural ante las variaciones en la cotización del crudo. Asimismo, le permite acceder a un sustituto del crudo importado y tener abastecimiento de materia prima asegurado. Por otro lado, la Empresa, al poseer una ubicación estratégica a lo largo del territorio peruano, tiene la capacidad de abastecer no solo al principal mercado del país (Lima), sino también al resto de departamentos. Es así que, dada esta ventaja competitiva, Petroperú actúa como proveedor natural de las Fuerzas Armadas y la Policía Nacional.

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En enero 2016, FitchRatings asignó a la compañía la clasificación de riesgo BBB+ con perspectiva estable. Este rating refleja el fuerte soporte por parte del Gobierno peruano y su importancia estratégica en el sector hidrocarburos.

 Estrategia La visión de Petroperú es ser una empresa líder en la industria de hidrocarburos, con autonomía económica, financiera y administrativa e integrada verticalmente. Para ello, la estrategia de la Empresa es proveer hidrocarburos de alta calidad al mercado nacional e internacional, administrando de manera eficiente sus recursos y realizando sus actividades de forma sostenible, eficiente e incorporando innovaciones acordes a estándares internacionales. De esta manera, la Empresa se plantea cada año objetivos tanto anuales como quinquenales, los cuales son revisados y aprobados por el MEM. A través de éstos, Petroperú busca modernizarse en todas las dimensiones y prepararse para una oferta pública de acciones (hasta 49% de participación privada en el capital social), la cual no será realizada antes de la puesta en marcha del PMRT, como lo sugirió la Consultora Wood Mackenzie. Además, Petroperú se ha planteado optimizar sus operaciones comerciales y la logística en la cadena de valor de combustibles, de tal manera que su participación de mercado se vea incrementada a través del aumento en el volumen de ventas y número de estaciones de servicio (EE.SS.) afiliadas (PETRORED). A diciembre 2015, se tienen 545 EE.SS. afiliadas, distribuidas a lo largo del territorio peruano; ésta es la red más grande de afiliadas a nivel nacional. La Empresa mantiene contratos renovables de exclusividad por tres años con las EE.SS. afiliadas, lo cual le permite participar en el segmento retail de manera indirecta. Asimismo, la política comercial y de descuentos, es revisada para poder fidelizar y ofrecer un mayor valor agregado tanto a sus clientes mayoristas como minoristas. En el caso de

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mayoristas, la Empresa mantiene contratos de venta por periodos entre 3 y 5 años. Por otro lado, la Empresa, a través de la modernización de la Refinería de Talara, logrará adaptarse a los requerimientos del mercado en términos de valor y calidad de los combustibles; así como flexibilizar su estructura de costos, pues podrá emplear crudos de API bajo, y optimizar el precio de compra del crudo al aprovechar los arbitrajes entre los distintos mercados de los cuales importa su materia prima. Cabe mencionar que la compañía no descarta el reingresar directamente al upstream, ya que en la actualidad se encuentra como socio no operador (Lote 64). Petroperú ha optado por desarrollar proyectos que permitirán optimizar procesos en las actividades de refinería, los cuales no ponen en peligro la realización del PMRT ni la solvencia de la compañía. Asimismo, los proyectos tienen como objetivo incrementar la presencia de puntos de distribución, así como incrementar la capacidad de recepción, almacenamiento y despacho a lo largo del país (Ilo, Pasco y Puerto Maldonado). La ejecución del presupuesto de inversiones ascendió a S/. 2,129 millones, con un incremento del 246% respecto al 2014. Los proyectos operativos fueron: 



 

Proyecto de Modernización de la Refinería Talara – PMRT, el cual hace posible la producción de Diésel y de gasolinas con menos de 50 ppm de azufre. También permite el incremento de la capacidad de producción de 65 a 95 mil bpd y el procesamiento de crudos pesados y más económicos para la producción de combustibles de mayor valor comercial. Instalación y Operación del Nuevo Terminal Ilo, consiste en la construcción y puesta en marcha de un nuevo terminal de Abastecimiento para la recepción, almacenamiento y despacho de combustibles. Construcción y Operación de Planta de Abastecimiento en Pasco Ninacaca. Proyecto Construcción y Operación de Planta de Ventas Puerto Maldonado, consiste en la construcción de una Planta de Ventas, con una capacidad de almacenamiento de 111 miles de barriles que luego será ampliada a 167 miles de barriles en una segunda etapa, para el despacho de Diésel B5 y gasolina 84.

Empresas limitación en el nivel de procesamiento del crudo debido a la promulgación de la Resolución Ministerial Nº 139-2013MEM, la cual amplió el mercado geográfico del Diésel B5 de bajo azufre (Lima, Cusco, Arequipa, Puno, Madre de Dios y la Provincia Constitucional del Callao) y limitó la producción del Diésel B5, lo que llevó a importar un mayor volumen de Diésel con bajo azufre y ii) la competencia agresiva en el mercado de Diésel.

Posición Competitiva La industria de los hidrocarburos se encuentra dividida en los subsectores de exploración y explotación, refinación, comercialización y transporte. La refinación es el proceso por el cual se separan los diversos componentes del petróleo que son utilizados como combustibles automotores e industriales y productos industriales. Debido al requerimiento de altas inversiones en activos fijos, existen barreras a la entrada en este subsector, que hacen más probable que el ingreso de un nuevo competidor se dé a través de la compra de una refinería ya existente. Capacidad Instalada de Refinación Accionista principal

Petroperú

Refinería

Capacidad (BPD)

%

Talara

65,000

32.6%

Conchán

15,500

7.8%

Iquitos

12,000

6.0%

El Milagro

1,700

0.9%

Pucallpa*

3,300

1.7%

102,000

51.1%

199,500

100%

Refinerías Privadas Repsol

La Pampilla Total

Fuente: MINEM * Es arrendada a Maple Gas por Petroperú

94200

En el Perú, la refinación de petróleo crudo para comercialización de productos refinados, se realiza básicamente por dos empresas: Petroperú y Relapa. En conjunto, son capaces de producir alrededor de 80 millones de barriles de derivados anuales. Adicionalmente, existe una empresa importadora que abastecen al mercado peruano: Pure Biofuels. Entre los productos derivados más importantes producidos en el Perú se encuentran:

Asimismo, es importante mencionar que el 98.6% del monto total invertido a diciembre del 2015 fue destinado al PMRT (S/. 1,883 millones). Las acciones arriba mencionadas fueron aplicadas en respuesta a la coyuntura en la que la compañía opera: i) la

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Principales Derivados Derivado

Uso

Gas Licuado de

Uso doméstico y en menor medida,

Petróleo (GLP)

industrial

Gasolinas y gasoholes de distinto octanaje

Transporte Transporte, industria y generación de

Diesel

energía eléctrica

Turbo

Transporte aéreo

Residual

Industrial

Elaboración propia

Si bien el Perú es deficitario en petróleo crudo liviano, la compañía importa históricamente alrededor del 30% del crudo que emplea en sus operaciones. De esta manera, a diciembre 2015, el 36.1% del crudo empleado fue importado; esta proporción es considerablemente menor a la de su competidor, debido a que Petroperú tiene acceso directo al crudo de Talara y otros pozos, debido a la ubicación estratégica de sus refinerías y plantas de venta. Asimismo, el 86.6% de las compras de derivados fueron importaciones. En el 2015, la demanda por hidrocarburos se incrementó en 7.4% con respecto a la del año anterior, y ascendió a 84.6 millones de barriles, siendo los combustibles de mayor incremento en la demanda los gasoholes y el Diésel, con 12.1 y 8.5%, respectivamente. Lo anterior, debido a la recuperación de la actividad económica en sectores como minería y electricidad. El elemento más importante en la estructura de costos es el crudo. A mediados del 2011, el WTI dejó de utilizarse como marcador del precio del crudo y se comenzó a utilizar el precio del crudo Brent, debido a que se generó una diferencia entre dichos marcadores originada principalmente por la pérdida de liquidez y valor de la cotización del WTI por problemas logísticos del suministro. Actualmente, las compras spot de petróleo se efectúan con cualquiera de los dos marcadores. La selección del marcador está definida por el vendedor. El diferencial entre las cotizaciones del crudo Brent y el WTI fue, en promedio, US$3.7 por barril en el 2015. Durante ese mismo año, la mínima y máxima diferencia entre marcadores fueron por US$0.54 y 8.07 por barril, donde el WTI representó el 98.9 y 85.6% del crudo Brent, respectivamente. WTI vs Brent US$/bbd

SPREAD

Petroperú Julio 2016

WTI

BRENT

dic.-2014

jun.-2015

jun.-2014

dic.-2013

dic.-2012

jun.-2013

dic.-2011

jun.-2012

jun.-2011

dic.-2010

dic.-2009

jun.-2010

dic.-2008

min. 6.88 US$/bbl

dic.-2015

Spread 30 25 20 15 10 5 0 -5 -10

max. 27.31 US$/bbl

jun.-2009

jun.-2008

US$/Bbl 160 140 120 100 80 60 40 20 0

A diciembre 2015, los precios del crudo Brent mostraron una elevada volatilidad y continua tendencia a la baja, como respuesta a los aspectos económicos y de incertidumbre política. Así, los siguientes hechos tuvieron un impacto en la cotización del crudo: i) aumento de la producción estadounidense, debido a la explotación del petróleo de esquisto; ii) reducción del crecimiento de China; iii) recuperación de la producción de petróleo de Libia y aminoramiento de los conflicto en Irak; y, iv) la decisión de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) de no reducir su producción. Así, durante el 2015, el crudo Brent tuvo un precio promedio de US$52.35 por barril, 47.1% inferior a la cotización del 2014. Sin embargo, la variación es menor (39.0%) al observar la variación que se dio entre el precio promedio por barril a diciembre de 2014 y diciembre 2015, ya que el desplome en la cotización se produjo en el último trimestre del 2014. Cabe resaltar que, durante el primer mes del 2015, el crudo se situó en US$47.76 por bbl, mostrando una breve recuperación hasta llegar a su máximo en mayo (US$64.08 por bbl) y en adelante tuvo una disminución progresiva hasta alcanzar niveles de US$38.01 por bbl en diciembre. Cabe mencionar que, al iniciar el 2016, la cotización del crudo cayó por debajo de los US$30 por bbl, debido a la inestabilidad en los mercados financieros de China y a que el nivel reservas de crudo de Estados Unidos se mantuvo más de 120 MMbls por encima del promedio de los últimos cinco años; sin embargo, al cerrar el primer trimestre del 2016, se observa una ligera recuperación en el precio del crudo (US$38.21 por bbl). El Energy Information Administration (EIA) ha estimado, en abril del 2016, que el precio promedio del crudo Brent y WTI por barril estarán alrededor de US$35 por bbl para el cierre del año y US$47 por bbl, para el 2017. Lo anterior se sustenta principalmente en un leve incremento de la demanda mundial, ya que, a pesar de que las condiciones económicas han mejorado para varios países tanto de Europa como Asia, aún China muestra un crecimiento moderado, lo cual frena la recuperación de la demanda. Asimismo, se espera que el invierno del 2016 sea más cálido, lo cual tendrá un impacto negativo sobre la demanda de combustibles en general. Por otro lado, el EIA espera que la producción no OPEC disminuya en el 2016, lo que sería el primer descenso desde 2008. Se espera que la mayor parte de la disminución en la producción, se dé en los Estados Unidos.

Fuente: EIA

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Cabe resaltar que la expectativa de precios bajos y de flujos de efectivo reducidos para las empresas petroleras ha llevado a disminuir la escala de los programas de inversión o a postergarlos, hasta observar una recuperación en las cotizaciones. Las proyecciones también han impactado sobre el número de plataformas de extracción y perforación de pozos, ya que éstos están disminuyendo en número por los elevados costos en relación al escenario de precios bajos. El incremento de inventarios es una variable de incertidumbre, debido a que la capacidad global de almacenaje es limitada y se desconoce cuánto de la producción se podrá absorber sin que el mayor costo de almacenaje impacte negativamente sobre el precio del crudo. De igual manera, durante el año, se redujeron los precios de los combustibles derivados, como resultado de los altos inventarios de productos y la disminución del precio del crudo WTI. Así, los marcadores de la gasolina, Diésel y residual fueron US$67.7, 67.1 y 40.7 por barril (US$107.9, 111.4 y 82.7 por barril, en el 2014, respectivamente). Si bien estos marcadores han caído, los crack spreads se incrementaron, en el 2015, debido a que la caída del crudo fue más pronunciada y prolongada. Los crack spread más altos implican un incremento en los márgenes de las Refinerías, pues éstas pueden comprar crudo a precios bajos e incrementar su producción de derivados refinados. Crack Spreads (US$/Barril) Tipo de Combustible Gasolina Diesel

2008

2009

2010

2011

2012

2013 2014 2015

5.40 18.71

8.17 6.47

8.18 8.88

6.12 11.36

10.17 14.47

7.87 8.8 13.08 12.3

16.6 17.2

Residuales

-27.14

-5.88

-9.85

-15.68

-12.18

-15.6 -16.4

-9.8

Fuente: Relapa

El EIA estima que el precio de los combustibles también mantendrá la tendencia a la baja. Así, el precio de la gasolina se reducirá de US$2.04 por galón en el 2015 a US$1.94 por galón en el 2016, respectivamente. Por su parte, la agencia estima que el precio del Diésel, que ascendió a US$2.74 por galón en el 2015, se reducirá a US$2.11 por galón en el 2016, respectivamente. Cabe mencionar que los derivados son comercializados tanto a nivel mayorista como minorista. En el segmento mayorista, la venta se realiza a través de las comercializadoras. A la fecha, existen 16 comercializadoras mayoristas habilitadas y cuatro de ellas concentran aproximadamente el 90% del volumen transado (Petroperú, Repsol, Primax y Pecsa).

Petroperú Julio 2016

En el segmento minorista la venta se realiza a través de grifos y estaciones de servicios. Dentro de las estaciones de servicio destaca la participación de: Petroperú, Recosac, Primax, y PECSA.

 Temas Regulatorios Fondo para la Estabilización de Precios de los Combustibles Derivados del Petróleo Fue creado en setiembre 2004, con el fin de compensar a los importadores y a los refinadores la imposibilidad de trasladar al mercado interno el total de las fluctuaciones del precio internacional de los combustibles derivados del petróleo, y fomentar el criterio de fijación de precios en relación al precio de paridad de importación (PPI) calculados por OSINERGMIN. OSINERGMIN calcula semanalmente un PPI para cada derivado, el cual es comparado con el rango fijado por la Dirección General de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas. Si el PPI es mayor al precio máximo establecido en la banda, el productor y/o importador recibe del Fondo una compensación por la diferencia entre ambos precios, pero si está por debajo del precio mínimo de la banda, el productor debe aportar la diferencia. Una de las críticas al Fondo es que carece de un establecimiento de fechas de pago para hacer los respectivos desembolsos a las refinerías, y no contempla el pago de intereses por el tiempo en que se retiene los desembolsos. Luego de la promulgación de diversos decretos supremos destinados a definir claramente los objetivos del FEPC, se eliminaron varios de los productos subsidiados, quedando actualmente los siguientes: el GLP envasado, el Diésel B5, y petróleo industrial 6 destinados a la generación eléctrica de sistemas aislados. Lo anterior ha permitido que el endeudamiento de Petroperú relacionado con el financiamiento de las cuentas por cobrar pendientes al FEPC se reduzca, por lo que sus necesidades de capital de trabajo son menores. Al cierre del 2015 y 2014 el monto por cobrar a la Dirección General de Hidrocarburos - DGH (FEPC) es de S/ 52.6 y S/ 53.0 millones, estos montos incluyen la demanda de amparo por S/ 58 millones y los montos por pagar a la DGH.

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Regulación ambiental El 5 de setiembre del 2009, el Minem publicó un decreto supremo mediante el cual estableció la zona geográfica en donde se autoriza la comercialización de Diésel 1 y 2 con contenido de azufre de un máximo de 50 partes por millón (ppm) - 0.005%-. Por otro lado, en abril del 2007, el Reglamento de Comercialización de Biocombustibles estableció la obligatoriedad a partir del 1ero. de enero del 2009 de mezclar el Diésel 2 con 2.0% de Biodiésel y, a partir del 1ero de enero del 2011, Diésel 2 con 5.0% de Biodiésel. La empresa viene cumpliendo con esta normativa. El 31 de diciembre del 2010, OSINERGMIN publicó la Resolución de Consejo Directivo Nº 290-2010, para que las empresas comercializadoras de hidrocarburos puedan mezclar el Diésel D2 con Biodiesel B100, para la comercialización de Diésel B2 y B5. % Vol Biodiesel B100 % Vol Diesel Nº 2 Denominación 2 98 Diesel B2 5 95 Diesel B5 20 80 Diesel B20

Como ya se mencionó, en marzo del 2012, el MEM publicó la Resolución Ministerial Nº139-2012, mediante la cual se prohíbe el uso y la comercialización de Diésel B5 con un contenido de azufre mayor a los 50 ppm en Lima, Arequipa, Cusco, Puno, Madre de Dios y el Callao. Esta regulación fue extendida, el 7 de agosto del 2015, a través del decreto supremo N° 009-2015 del MINAM. En éste se incorpora dentro de la prohibición a los departamentos de Junín, Tacna y Moquegua, a partir del 1ro. de enero del 2016. A la fecha, es necesario importar la totalidad de este Diésel bajo en azufre, debido a que localmente aún no existe la tecnología para reducir el nivel de azufre del crudo que se procesa. Finalmente, el Reglamento de Comercialización de Biocombustibles estableció el porcentaje en volumen de alcohol carburante (7.8%) en la mezcla de gasolina con alcohol carburante -Gasohol-, que se está comercializando en los distintos departamentos del país, cuya comercialización se inició entre el 1ro. de abril del 2010 y el 1ro. de diciembre del 2011. En el caso de Lima y Callao, la comercialización se inició el 15 de julio del 2011.

 Operaciones

Empresas 30.7% del crudo que empleó para sus operaciones. A diciembre 2015, Petroperú importó el 36.1% del crudo que procesó. La capacidad de almacenaje que Petroperú posee a lo largo del territorio peruano le permite realizar ahorros por compras oportunas, tanto de crudo como de derivados de éste. De esta manera, el petróleo procesado de origen nacional proviene principalmente de Talara y es adquirido a precios fijados con base en marcadores internacionales. En menor proporción se hace uso de petróleo de la selva norte, crudo Maynas, para la Refinería Iquitos. Por el lado del crudo importado, éste proviene principalmente de Ecuador y Colombia. Cabe mencionar que Petroperú realiza las compras de suministros de acuerdo con la programación de su producción y busca minimizar el stock de inventarios, debido a la volatilidad de los precios. A diciembre 2015, se compraron 26.2 MMbls de crudo, 1.9% por encima del 2014, debido al incremento de las importaciones y mayores ventas de combustibles a clientes mayoristas, mineras y EE.SS. En el caso de productos derivados, éstos ascendieron a 22.6 MMbls, 21% por encima del volumen adquirido en el 2014. Los productos de mayor participación son el Diésel de Ultra de bajo azufre y la Nafta Craqueada, cada uno con el 63.9 y 16.2% de participación, respectivamente. Las cuentas por pagar comerciales ascendieron a S/. 1,083.6 millones (S/. 929.242 millones a diciembre 2014). El principal proveedor nacional con el que se mantienen cuentas por pagar al cierre del 2015 es Savia Perú, mientras que en el caso del exterior, el principal proveedor es Lukoil Pan Americas LLC. Durante el 2015, se procesaron 25.0 millones de barriles de crudo, volumen 2.4% superior al del 2014, buscando maximizar la producción de Diésel 2 con el fin de atender la creciente demanda; a pesar de la inevitable importación de Diésel de bajo azufre comercializado en una parte del país, motivado por la regulación vigente, a través de la Resolución Ministerial Nº 139-2012-MEM/DM. Es importante mencionar que Petroperú realizó una serie de gestiones operativas para alcanzar mejores resultados económicos: i) incremento de la capacidad de almacenamiento de Nafta y Diésel de la Refinería Talara; ii) Mejora de regímenes de embarque en la Refinería de Conchán; y, iii) empleo de crudo Los Ángeles en Refinería Iquitos para prescindir del abastecimiento de combustibles de la costa.

Debido a la limitada oferta de crudo liviano del país, para el periodo 2011-2014, la Empresa importó en promedio el

Petroperú Julio 2016

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As ocia do s a:

Fitch Ratings

Composición de la Producción Diciembre 2015 5%

4% 22%

Residuales

Empresas Nacional del Perú tienen un vencimiento de 45 días. En el caso de las cuentas correspondientes a distribuidores mayoristas y otros, éstas tienen un vencimiento entre 7 y 45 días.

Destilados Medios Gasolinas

33%

GLP Otros

36%

Fuente: Petroperú

A diciembre 2015, se produjeron 41.5 millones de barriles. La producción se concentró principalmente en Diésel B5, seguido por gasolinas y residuales, productos que explican el 91.1% del total producido. La capacidad utilizada, a diciembre 2015, fue de 85.4%. Cabe resaltar que la capacidad promedio de utilización se mide considerando la carga procesada sobre la capacidad total de la Unidad de destilación primaria. Las ventas totales de productos petrolíferos aumentaron en 7.1% respecto al 2014 (y ascendieron a 47.7 millones de barriles). En el 2015, Petroperú exportó el 13.1% del volumen de sus ventas (14.8% en el 2014). Las ventas al exterior fueron menores a las del 2014, debido a las menores ventas de Diésel 2 a YPF Bolivia y de Nafta Virgen, ya que esta última fue empleada para producir Gasolina de 90 para abastecer el mercado interno. Por su parte, las ventas al mercado local se incrementaron en 9.2% a 41.5 millones de barriles. Éstas estuvieron compuestas principalmente por Diésel, gasolinas/gasoholes y GLP (55.9, 24.7 y 9.9%, respectivamente), los cuales presentaron tasas de incremento superiores a las del 2014. Cabe mencionar que la mayor demanda de Diésel B5 vino por parte de clientes mayoristas (Numay y Primax), sector minero (Cerro Verde y Las Bambas) y EE.SS. independientes. Además, si bien el GLP tuvo una participación importante en las ventas, ésta disminuyó con respecto al 2014, debido a problemas de disponibilidad del producto originados por problemas en el Sistema de Transporte de Camisea y mantenimiento de una esfera en el Terminal Callao. Con respecto a las cuentas por cobrar comerciales, a diciembre 2015, éstas ascendieron a S/. 798.5 millones (S/.714.8 millones a diciembre 2014). El saldo fue superior, a pesar de la caída de los precios de los combustibles, debido al incremento en el volumen de compras de clientes mayoristas. Con respecto a la política comercial de días de vencimiento, las cuentas por cobrar a las Fuerzas Armadas y a la Policía

Petroperú Julio 2016

Petroperú participa en el segmento retail a través de su red de estaciones afiliadas, PETRORED. El número de EE.SS. afiliadas, a diciembre 2015, ascendió a 545, lo cual le da una participación de aproximadamente 15% sobre el total de EE.SS. a nivel nacional. De esta manera, la Empresa tiene presencia en todo el país, mostrando un mejor posicionamiento a nivel de provincia, en comparación a sus competidores. La empresa posee, entre sus activos, al oleoducto norperuano, el cual emplea no solo para transportar algunos de los insumos que usa, sino que también brinda el servicio de transporte a empresas particulares. A diciembre 2015, se tuvieron cuentas por servicios de transporte brindados a Pluspetrol y Perenco, por S/. 28.6 millones. A este activo se le suman 11 terminales marítimos bajo contrato de operación de terceros y 10 plantas de venta operadas por Petroperú, con capacidad de almacenaje distribuida de forma estratégica. Es así que Petroperú se beneficia de costos bajos de transporte tanto para proveerse de materia prima, como para distribuir su producción hacia distintos puntos de venta y/o clientes.

Desempeño financiero Los márgenes de las refinerías se encuentran altamente expuestos a la volatilidad del precio del crudo, ya que se genera un desfase entre la cotización que se utiliza para fijar el precio de venta de los productos terminados y el precio al cual se adquirió el crudo. En el mercado peruano, la velocidad de ajuste de los precios internos no es igual a la de los precios internacionales, por lo que se generan retrasos. Sin embargo, esta situación ha sido atenuada con las modificaciones realizadas al Fondo de Estabilización de Precios de Combustibles (FEPC). Actualmente, se ha reducido el efecto que el FEPC tiene sobre los márgenes, las necesidades de capital de trabajo y la generación de flujos de caja de las refinerías del país. Al cierre del 2015, los precios del crudo y sus derivados se mantuvieron bajos. Si bien, durante la primera mitad del año, se observó una ligera recuperación en la cotización del petróleo, se mantuvo principalmente la tendencia a la baja que se observaba a finales del 2014. A pesar de esta situación, Petroperú logró obtener una utilidad neta de S/. 502.7 millones, muy por encima de las

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As ocia do s a:

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pérdidas registradas en el 2014 (-S/. 218.4 millones). Uno de los factores que hizo posible la obtención de resultados positivos en el 2015, fue el incremento de los márgenes de refino debido al mayor valor de realización de inventarios en relación al valor de adquisición. Si bien se observaron menores precios de venta, este efecto fue atenuado por un oportuno manejo de inventarios; ya que se pudo aprovechar los periodos de precios de adquisición bajos gracias a la capacidad de almacenaje de la Empresa, así como a la distribución estratégica de sus activos a lo largo del territorio. De esta manera, el costo de venta disminuyó en 29.9% con respecto al 2014. También influyó el incremento en el volumen de ventas, principalmente de gasohol y Diésel. Así, a diciembre 2015, se registraron ingresos por S/. 11.9 millones (S/. 15.1 millones a diciembre 2014). Asimismo, disminuyeron los gastos por IGV no recuperado por ventas en la Amazonía, no solo por el entorno de menores precios, sino también por la aplicación del DS N°266-2015-EF, desde octubre del 2015, la cual ha permitido hacer uso de todo el crédito fiscal. Otro factor a considerar es la pérdida en tipo de cambio, la cual redujo el resultado del ejercicio y ascendió a S/. 178.4 millones al término del 2015 (S/. 128.3 millones en el 2014). La pérdida se debe a que las obligaciones a corto plazo están denominadas en dólares; éstas son empleadas para la compra de crudo y financiamiento de importaciones. También se tiene obligaciones de largo plazo denominadas en moneda extranjera correspondientes al financiamiento de US$500 millones para el primer tramo del EPC del PMRT. En cuanto a los gastos financieros, éstos se incrementaron en 6.7%, por lo que al cierre del 2015, ascendieron a S/. 67.5 millones. En cuanto al ratio de cobertura de gastos financieros (EBITDA/gastos financieros), éste asciende a 16.1x (5.4x a diciembre 2014). En cuento a la estimación por desvalorización de existencias, se observa que ésta disminuyó de S/. 6.3 millones al 2014 a S/. 5.4 millones a diciembre 2015, debido a que la caída más pronunciada en el precio del crudo se dio en el último trimestre del 2014. Por todo lo anterior, el haber incrementado los niveles de generación en el 2015, le ha permitido a Petroperú obtener un ROE de 17.2% (-8.0% a diciembre 2014). Por otro lado, el EBITDA ascendió a S/. 1,088.3 millones y el margen EBITDA es de 9.1%, ambos son superiores a los registrados en el 2014 (S/. 342.6 millones y 2.3%, respectivamente).

Petroperú Julio 2016

Empresas Evolución del EBITDA y Margen EBITDA 10.0%

MM S/. 9.1%

9.0%

1200

8.0% 7.0%

6.0%

1400

1000

6.3%

800

5.0%

4.3%

4.0%

600

3.2% 2.3%

3.0%

400

2.0%

200

1.0% 0.0%

0 dic-11

dic-12

dic-13

dic-14

dic-15

Fuente: Petroperú

Con respecto a la variación del capital de trabajo, ésta fue negativa en S/. 1,240.1 millones, por la disminución del activo corriente debido a la menor disponibilidad de saldos de efectivo, los que fueron empleados en la puesta en marcha del PMRT. También influyeron los menores costos en inventarios de crudo y productos derivados de esta materia prima. En el caso del pasivo corriente, éste se redujo debido a la reclasificación de parte de la deuda del préstamo sindicado obtenido para financiar el PMRT. El efecto de la reclasificación fue atenuado por las mayores cuentas por pagar comerciales. De esta manera, a diciembre 2015, Petroperú tuvo un Flujo de Caja Operativo de S/. 782.7 millones (-S/. 129.6 millones a diciembre 2014); sin embargo, el Flujo de Caja Libre resultó –S/.1,061.8 millones, por la elevada inversión que se realizó durante el periodo, principalmente destinada a la modernización de la Refinería de Talara. Cabe mencionar que los desembolsos para la ejecución del PMRT se irán incrementando año a año, hasta el 2019. En vista de los anterior, se optó por suscribir nueva deuda de corto plazo por S/. 637.2 millones; ésta fue inferior a la suscrita en el 2014, S/.1,921.1 millones. Como resultado, la variación de caja fue de -S/. 361.9 millones (S/. 378.8 millones a diciembre 2014). Cabe señalar que el negocio de refinación de combustibles está expuesto a una fuerte volatilidad, tanto por el lado de la cotización de su principal materia prima, como por el lado de los precios a los cuales se venden los combustibles. Es por ello que no se debe proyectar resultados futuros, a partir del desempeño de un período en particular. A pesar de lo anterior, Apoyo & Asociados rescata las mejoras estructurales que se están dando en todos los aspectos de Petroperú, como respuesta a las nuevas condiciones internacionales y locales. Lo anterior muestra el compromiso que la gerencia mantiene para con la empresa,

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As ocia do s a:

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reflejado en la constante evaluación del desempeño y en el diseño de soluciones que no solo generarán impacto en el corto plazo, sino también en el mediano y largo plazo.

Empresas disminuyó de manera pronunciada, de 10.17x en el 2014, a 3.60x al finalizar el 2015. N° Veces (X)

Asimismo, la Clasificadora resalta el explícito apoyo del Gobierno al publicar normas que tienen efecto directo sobre el desempeño financiero y operativo de la Empresa, haciéndola más competitiva y eficiente en su rubro. Adicionalmente, Apoyo & Asociados espera que lo anterior se vea reforzado con la culminación del proyecto de modernización, ampliación y adecuación a las especificaciones de 50 ppm de azufre para destilados medios y gasolinas de la refinería de Talara (PMRT), la cual está proyectada para el 2019. Finalmente, al cierre del 2015, la compañía tiene pendientes de resolución distintos procesos judiciales legales cuyas contingencias son de carácter posible; entre éstas, se encuentran reclamos al FEPC por S/. 58.0 millones y a la SUNAT por S/. 595.3 millones.

Estructura de capital En línea con la mejora en el resultado neto de la compañía, en comparación con el 2014, y la capacidad de generación de caja, los indicadores relacionados a la estructura de capital no se han visto afectados, a pesar de ser un período de incertidumbre para las empresas del sector hidrocarburos. Petroperú ha incrementado su deuda financiera por S/. 435.2 millones, ascendiendo a S/. 3,920.6 millones al cierre del 2015. Los mayores pasivos financieros corrientes se explican por el incremento en préstamos bancarios a corto plazo destinados al financiamiento de capital de trabajo. Todos éstos se encuentran denominados en moneda nacional, como parte de la estrategia de la Empresa para mitigar el riesgo cambiario. Dentro de las obligaciones financieras corrientes, también se encuentra la porción corriente del préstamo sindicado destinado a financiar el PMRT. De esta manera, el 63.7% de la deuda financiera total corresponde a obligaciones de corto plazo. Es importante mencionar que el 27 de agosto del 2015, se acordó financiar temporalmente el PMRT con créditos de corto plazo, hasta que se haga efectivo el desembolso de del préstamo sindicado de largo plazo; este financiamiento ascendió a S/. 821.9 millones. Dada la importante recuperación en el EBITDA, luego de la caída que sufrió en último trimestre del 2014, aunada a un moderado aumento de la deuda financiera, se observa que el apalancamiento de Petroperú (deuda financiera/EBITDA)

Petroperú Julio 2016

Deuda Financiera Neta y Deuda Fin. N/ EBITDA

MMS/.

9.0

4,500 8.4

8.0

4,000

7.0

3,500

6.0

3,000

5.0

2,500

4.0

3.5

3.0 1.8

2.0

1.0

2.2

2,000 1,500 1,000

500

1.2

-

dic-11

dic-12

dic-13 D.F

dic-14 D.F/EBITDA

dic-15 Fuente: Petroperú

Al deducirse la caja de la deuda financiera, el ratio de apalancamiento para el mismo periodo es de 3.54x, un nivel similar al ratio anteriormente mencionado, debido a la limitada disponibilidad de saldos de caja y equivalentes de efectivo; éste se mantiene inferior al registrado en el 2014 (8.37x). Por su parte, la liquidez corriente de Petroperú se vio afectada en el periodo resultando en un nivel inferior de 1.0x. Dicho deterioro se dio principalmente por nueva deuda que financia el avance del proyecto PMRT, llevando a que el ratio corriente pasara de 1.24x a 0.69x del 2012 al 2015. Sin embargo, el riesgo de liquidez se ve mitigado parcialmente por las líneas de crédito de corto plazo aprobadas que mantiene la compañía tanto con la banca local como extranjera. Así, al 31 de diciembre del 2015, Petroperú tiene líneas de crédito por US$1,829 millones; monto suficiente para atender compromisos y operaciones financieras a corto plazo; además de cubrir sus operaciones de compra de crudo y productos derivados de éste, tanto en el territorio nacional como el exterior. De esta manera, se tiene líneas por US$1,039 millones con instituciones financieras locales, las que se encuentran denominadas en soles en su totalidad y a tasa fija. Se ha empleado el 67% de éstas. En el caso de las líneas con la banca extranjera, éstas ascienden a US$790 millones y solo se ha hecho uso del 5%. Cabe mencionar que durante el año, se contrataron cuatro forwards con el objetivo de tener cobertura ante una posible variación en el tipo de cambio. Dichos instrumentos derivados fueron liquidados entre julio y octubre del 2015. Finalmente, la Compañía ha otorgado cartas fianzas emitidas por instituciones financieras locales a favor de terceros por S/.100.1 millones y US$3.9 millones.

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As ocia do s a:

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Empresas crudo pesado en la selva, el PMRT al permitir procesar crudos de distintos grados de API, incrementará la flexibilidad de aprovisionamiento de materias primas y la reducción de costos de los insumos.

Inversión Ambiental 

Proyecto (PMRT)

Modernización

Refinería

Talara

Petroperú y Relapa cuentan con la obligación de desarrollar el proyecto de adecuación de sus refinerías con el fin de producir combustibles con un máximo de 50 ppm de azufre dispuesto en la ley N° 28694. El PMRT llevado a cabo por Petroperú es un megaproyecto de reingeniería y modernización de la Refinería Talara, con el objetivo de producir combustibles de acuerdo a la regulación ambiental. La modernización implica la construcción de nuevas instalaciones industriales, así como la modernización y ampliación de las existentes, lo cual permitirá: i)

ii)

Incremento de la capacidad de refino de la Refinería Talara de 65 a 95 MBPD: Actualmente se emplea el 85.4% de la capacidad productiva, debido a que no se cuenta con el equipamiento necesario para producir Diésel y gasolinas con menos de 50 ppm de azufre, por lo que se opta por importar este producto. Al concluir el proyecto, la Empresa podrá hacer uso de la totalidad de su capacidad instalada e incrementar la producción de combustibles que cumplan con la regulación y que permitan generar mayores márgenes. Asimismo, Petroperú se convertirá en la empresa con mayor capacidad de refino a nivel nacional (125 MBPD). El procesamiento de crudos pesados y más económicos: El Perú dispone de grandes reservas de

Petroperú Mayo 2016

Debido a la elevada importancia del PMRT, tanto para la Empresa como para el país, al 31 de diciembre del 2015, se destinó el 98.6% del monto total de inversiones del periodo. De esta forma, el monto invertido en el PMRT ascendió a S/.1,883 millones, solo en el año 2015. Cabe mencionar que la inversión total en este proyecto será de US$4,004 millones. A continuación se detallan las fuentes de financiamiento: Monto US$1,000 MM US$1,487 MM US$ 500 MM US$767 MM US$250 MM

Fuente Bonos con Garantía del Gob. Crédito ECA Crédito MLA Recursos propios Crédito Comercial

Participación 25% 37% 12% 19% 6% Fuente: Petroperú



Certificaciones

A diciembre 2015, Petroperú recertificó el Sistema Integrado de Gestión (Calidad, Gestión ambiental, Seguridad y Salud) en las Refinerías Talara, Conchán y Selva. Por otro lado, la Autoridad Portuaria Nacional ratificó el cumplimiento del código de Protección de Buques e Instalaciones Portuarias y la Certificación de Seguridad de Instalaciones Portuarias, en los terminales de Talara, Bayóvar, Iquitos y Conchán. El Oleoducto posee la certificación basada en el ISO 9001.

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Empresas Resumen Financiero - PETROLEOS DEL PERU - PETROPERU S.A. (Cifras en miles de soles)

Tipo de cambio soles/US$ a final del periodo dic-15

dic-14

dic-13

dic-12

dic-11

(91,045) 1,088,350 9.1% -8.9% 17.2%

111,701 342,634 2.3% -10.3% -8.0%

657,529 4.3% -4.3% 3.3%

423,873 3.2% 2.3% 2.4%

874,596 6.4% -0.6% 20.0%

Cobertura (x) EBITDA / Gastos financieros 16.11 EBITDAR / (Gastos financieros + Alquileres) 16.11 EBITDA / Servicio de deuda 0.42 EBITDAR / (Servicio de deuda + Alquileres) 0.42 FCF / Servicio de deuda -0.39 (FCF + Caja + Valores líquidos) / Servicio de deuda -0.36 CFO / Inversión en Activo Fijo 0.42

5.41 5.41 0.10 0.10 -0.42 -0.24 -0.09

18.55 18.55 0.37 0.37 -0.35 -0.18 -0.60

35.43 35.43 0.42 0.42 0.31 0.55 2.15

86.61 86.61 0.71 0.71 -0.06 0.07 0.61

Estructura de capital y endeudamiento (x) Deuda Financiera / Capitalización 55.0% Deuda ajustada total / (FFO + GF+ Alquileres) 5.32 Deuda financiera total / EBITDA 3.60 Deuda financiera neta / EBITDA 3.54 Deuda financiera neta de caja y FEPC* / EBITDA3.55 Costo de financiamiento estimado 1.8% Deuda financiera CP / Deuda financiera total 63.7%

56.9% -23.92 10.17 8.37 8.38 2.4% 100.0%

37.7% -8.59 2.62 2.16 2.11 2.6% 100.0%

26.7% 4.01 2.37 1.80 1.80 1.1% 100.0%

31.6% 1.92 1.40 1.22 1.04 0.0% 100.0%

Balance Activos totales 9,396,331 Caja e inversiones corrientes 64,971 Deuda financiera Corto Plazo 2,498,485 Deuda financiera Largo Plazo 1,422,083 Deuda financiera subordinada 0 Deuda financiera total 3,920,568 Patrimonio Total 3,202,856 Acciones preferentes + Interés minoritario 0 Capitalización ajustada 7,123,424

8,122,649 617,936 3,485,367 0 0 3,485,367 2,637,510 0 6,122,877

7,321,650 302,540 1,725,571 0 0 1,725,571 2,851,787 0 4,577,358

6,246,089 241,948 1,004,662 0 0 1,004,662 2,759,772 0 3,764,434

6,341,280 157,333 1,227,884 0 0 1,227,884 2,663,494 0 3,891,378

Rentabilidad (%) Deterioro de Activo EBITDA Mg. EBITDA FCF / Ingresos ROE

Flujo de caja Flujo de caja operativo (CFO) 782,747 Flujo de caja no operativo / no recurrente Inversiones en Activos Fijos -1,844,521 Dividendos comunes 0 Flujo de caja libre (FCF) -1,061,774 Adquisiciones y Ventas de Activo Fijo, Netas 0 Otras inversiones, neto 0 Variación neta de deuda 637,202 Variación neta de capital 0 Otros financiamientos, netos 62,679 Variación de caja -361,893

-129,601

-247,569

576,535

129,604

-1,416,786 0 -1,546,387 0 0 1,921,092 0 4,116 378,821

-412,748 0 -660,317 0 0 720,909 0 0 60,592

-268,698 0 307,837 0 0 -223,222 0 0 84,615

-214,164 0 -84,560 0 -1,333 100,161 0 0 14,268

Resultados Ingresos Variación de Ventas Utilidad operativa (EBIT) Gastos financieros Alquileres Dividendos preferentes Resultado neto

15,050,088 15,239,981 13,382,272 13,576,653 -1.2% 13.9% -1.4% 100,412 558,830 324,233 776,632 63,301 35,452 11,963 10,098 0 0 0 0 0 0 0 0 -218,393 92,015 66,193 532,628

Información y ratios sectoriales Rotación de inventarios Rotación de cuentas por cobrar Rotación de cuentas por pagar

11,906,055 -20.9% 1,041,628 67,538 0 0 502,667 6.7% 63.06 24.48 40.02

45.28 17.34 24.05

62.23 18.58 42.78

66.30 15.40 38.59

68.74 17.55 33.18

EBITDA: Ut. operativa + Deprec.+ Amort.+Deterioro Activo FFO: Rstdo. Neto + Deprec.+ Amort. + Rstdo. en Venta de Activos + Castigos y Prov. + Otros ajustes al Rstdo. Neto + Var. en Otros Activos activos + Castigos y Provisiones +Var. en otros pasivos -Dividendos preferentes. Variación de capital de trabajo: Cambio en cuentas por pagar comerciales + cambio en existencias -cambio en cuentas por cobrar comerciales. CFO: FFO + Variación de capital de trabajo. FCF= CFO + Inversión en activo fijo + pago de dividendos comunes. Cargos fijos= Gastos financieros + Dividendos preferentes + Arriendos. Deuda fuera de balance: Incluye fianzas, avales y arriendos anuales multiplicados por el factor 6.8. Servicio de deuda:Gastos financieros + deuda de corto plazo. *FEPC= Fondo de Estabilización de Precios de los Combustibles. * A partir de 2010, la compañía decidió aplicar la NIC 19 en sus EEFF del 2010 y 2009, por lo que la participación de trabajadores en las utilidades se incluye como gasto de personal, de manera que está considerado en el cálculo del EBITDA. De este modo dichos montos no son comparables con los de los ejercicios anteriores.

Petroperú Mayo 2016

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Empresas

ANTECEDENTES Emisor: Domicilio legal: RUC: Teléfono:

Petróleos del Perú. Av. Enrique Canaval y Moreyra N°150 20100128218 (511) 614 5000

DIRECTORIO

Vice – Presidente Director Director Director

Gina Vega Ponce de León Elda Días Gazzolo Richard Gutiérrez León Jorge Luis Ramos Felices

RELACIÓN DE EJECUTIVOS Carlos Adrián Linares Peñaloza Moyra Carola Loza Quino Luis Eduardo Cuba Velaochaga Juan Carlos Palacios Banchero Jose Alfredo Coronel Escobar

Gerente General (e) y Gerente Corporativo de Finanzas Secretaria Corporativa Gerente Corporativo Departamento Legal (e) Gerente Corporativo de Administración y Mejoramiento Gerente Corporativo de Planeamiento Corporativo y Gestión de Riesgos (e) Gerente Corporativo Comercialización y Distribución Gerente Corporativo de Exploración y Explotación GerenteCorporativo de Refinación (e) Gerente Corporativo de Comunicaciones y Gestión Social Gerente Corporativo de Talento Humano y Transformación Gerente Corporativo de Auditoría Interna

Alex Mollison Ramirez Jesús Ángulo Romero Esteban Bertarelli Bustamante Luis Alberto Zapata Palacios Iván Vega Sotelo Janes Edgardo Rodríguez López

RELACION DE SOCIOS Ministerio de Energía y Minas Ministerio de Economía y Finanzas

Petroperú Julio 2016

60.00% 40.00%

14

As ocia do s a:

Fitch Ratings

Empresas

CLASIFICACIÓN DE RIESGO

APOYO & ASOCIADOS INTERNACIONALES S.A.C. CLASIFICADORA DE RIESGO, de acuerdo a lo dispuesto en el Reglamento de Empresas Clasificadoras de Riesgo, aprobado por Resolución CONASEV Nº 074-98EF/94.10, acordó la siguiente clasificación de riesgo para los instrumentos de la empresa Petróleos del Perú PETROPERU S.A.:

Instrumento

Clasificación*

Obligaciones de Largo Plazo

Categoría AA+ (pe)

Perspectiva

Estable

Definiciones CATEGORÍA AA (pe): Corresponde a una muy alta capacidad de pago oportuno de las obligaciones, reflejando un muy bajo riesgo crediticio. Esta capacidad no es significativamente vulnerable a eventos imprevistos.

( + ) Corresponde a instituciones con un menor riesgo relativo dentro de la categoría. ( - ) Corresponde a instituciones con un mayor riesgo relativo dentro de la categoría.

Perspectiva: Indica la dirección en que se podría modificar una clasificación en un período de uno a dos años. La perspectiva puede ser positiva, estable o negativa. Una perspectiva positiva o negativa no implica necesariamente un cambio en la clasificación. Del mismo modo, una clasificación con perspectiva estable puede ser cambiada sin que la perspectiva se haya modificado previamente a positiva o negativa, si existen elementos que lo justifiquen.

(*) Las clasificaciones de riesgo crediticio de Apoyo & Asociados Internacionales Clasificadora de Riesgo (Apoyo & Asociados), constituyen una opinión profesional independiente y en ningún momento implican una recomendación para comprar, vender o mantener un valor, ni constituyen garantía de cumplimiento de las obligaciones del calificado. Las clasificaciones se basan sobre la información que se obtiene directamente de los emisores, los estructuradores y otras fuentes que Apoyo & Asociados considera confiables. Apoyo & Asociados no audita ni verifica la veracidad de dicha información, y no se encuentra bajo la obligación de auditarla ni verificarla, como tampoco de llevar a cabo ningún tipo de investigación para determinar la veracidad o exactitud de dicha información. Si dicha información resultara contener errores o conducir de alguna manera a error, la clasificación asociada a dicha información podría no ser apropiada, y Apoyo & Asociados no asume responsabilidad por este riesgo. No obstante, las leyes que regulan la actividad de la Clasificación de Riesgo señalan los supuestos de responsabilidad que atañen a las clasificadoras. Limitaciones- En su análisis crediticio, Apoyo & Asociados se basa en opiniones legales y/o impositivas provistas por los asesores de la transacción. Como siempre ha dejado en claro, Apoyo & Asociados no provee asesoramiento legal y/o impositivo ni confirma que las opiniones legales y/o impositivas o cualquier otro documento de la transacción o cualquier estructura de la transacción sean suficientes para cualquier propósito. La limitación de responsabilidad al final de este informe, deja en claro que este informe no constituye una recomendación legal, impositiva y/o de estructuración de Apoyo & Asociados, y no debe ser usado ni interpretado como una recomendación legal, impositiva y/o de estructuración de Apoyo & Asociados. Si los lectores de este informe necesitan consejo legal, impositivo y/o de estructuración, se les insta a contactar asesores competentes en las jurisdicciones pertinentes.

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